近日，国家发展改革委、国家能源局联合印发了《抽水蓄能电站开发建设管理暂行办法》（以下简称《办法》）。

  答：抽水蓄能电站具有调峰、调频、调压、系统备用和黑启动等多种功能，是目前技术最成熟、经济性最优、具有大规模开发潜力的电力系统绿色灵活调节电源，是支撑新能源大规模、高比例、高质量跃升发展的重要能源基础设施。

  “十四五”以来，为适应新能源跃升发展和新型电力系统建设需要，补齐系统调节能力短板，国家发展改革委、国家能源局持续加强规划指导，逐渐完备配套政策，推动我们国家抽水蓄能发展进入新阶段、取得新成效。截至2024年底，全国抽水蓄能投产装机规模超过5800万千瓦，电站利用小时数稳步提升，产业高质量发展态势整体向上向好，已成为电力保供和低碳转型不可或缺的生力军。

  2025年1月，《中华人民共和国能源法》施行。为贯彻落实好能源法关于“合理地布局、积极有序开发建设抽水蓄能电站”的要求，国家发展改革委、国家能源局会同有关方面，认真总结抽水蓄能开发建设实践经验，深入开展调查研究，广泛听取各方意见，组织编制出台《办法》，进一步梳理明确抽水蓄能电站开发建设管理要求，推动行业持续、稳定、健康发展。

  答：《办法》以加强新能源基础设施建设，规范抽水蓄能电站开发建设管理为目的，依据《中华人民共和国能源法》《企业投资项目核准和备案管理条例》等法律和法规，提出抽水蓄能项目开发建设立足加快规划建设新型能源体系和构建新型电力系统，坚持以下四方面原则。一是坚持生态优先。切实将生态优先、绿色发展理念贯穿于项目规划、核准、建设、运行全过程，加强各环节监督管理，打造生态环境友好型工程。二是坚持需求导向。国家统筹开展抽水蓄能需求论证，立足当前、统筹长远，科学明确未来一段时期全国服务电力系统抽水蓄能总量规模，合理引导发展预期。三是坚持优化布局。在做好全国和区域抽水蓄能总量规模布局优化的基础上，各省（区、市）结合本地实际，考虑站点条件、电价承担接受的能力、电网接入等因素，优化明确具体项目布局。四是坚持有序建设。牢牢把握能源基础设施定位，统筹电力供需、区域协调、产业链协同等因素，合理确定分年度抽水蓄能发展规模，指导全国抽水蓄能电站积极有序建设，既注重适度超前，又避免过度超前。

  答：《办法》定位于抽水蓄能电站开发建设管理顶层制度，包括总则、资源调查、规划管理、组织实施、核准管理、建设管理、运行管理、监督管理和附则，共九章三十五条，覆盖抽水蓄能电站开发建设全生命周期各阶段，明确了各级政府主管部门、相关投资主体、电网企业、勘测设计单位等各方职责，形成了一整套逻辑完整、边界清晰、权责明确的管理体系。

  （一）项目分类。《办法》明确抽水蓄能项目大体上分为服务电力系统、服务特定电源等两类。其中，服务电力系统项目是定位于服务相关省级或区域电网的项目，根据电力系统安全稳定运行和调节需要规划建设。而服务特定电源项目是定位于服务主要流域水风光一体化基地、大型风电光伏基地等特定电源主体的项目，根据特定电源开发需要规划建设。截至目前，我国在运、在建抽水蓄能项目主要是服务电力系统项目。下一步，随着水风光、沙戈荒等新能源基地开发建设，服务特定电源项目也将扮演重要角色。

  （二）站点资源储备。抽水蓄能技术门槛高、建设周期长，资源条件对于电站选址和建设至关重要，需要考虑各方面技术指标和自然条件。《办法》明确要求各省级能源主管部门牵头开展站点资源调查、建立站点资源库，为优中选优建设条件好、工程建设价格低的站点夯实基础。同时，考虑到一些可行性、经济性均较好的优质站点资源，受限于需求规模而暂时不具备实施条件。为保障在必要时能够启动建设，《办法》要求有关方面加强对资源库内站点的保护，更好满足新型电力系统发展需求。

  （三）规划管理。根据国务院发布的政府核准的投资项目目录，抽水蓄能电站由省级政府依照国家制定的相关规划核准。对于服务电力系统项目，遵循“国家定规模、地方定项目”的规划管理思路。国家层面侧重宏观规划布局，在开展需求论证、统筹衔接等工作基础上，合理明确各省服务电力系统抽水蓄能发展总量规模。地方层面侧重微观项目布局，依照国家确定的总量规模要求制定和完善本省布局方案，优化明确具体项目。这样的规划管理方式，既有利于发挥各方优势、形成工作合力，更有助于压实各方责任、完善制约机制。对于服务特定电源项目，则按“成熟一个、实施一个”的原则，在列入国家能源局印发的专项规划或批复的专项方案后，滚动纳入国家抽水蓄能发展规划。

  此外，《办法》还对特殊项目规划管理作出了规定。一是为越来越好服务大局，明确对服务国家重大战略的抽水蓄能项目，国家能源局可结合实际要安排实施。二是为了更好鼓励创新，明确对于探索新技术、新业态、新模式，与分布式发电结合、接入电压等级110千伏及以下配电网、在配电网系统平衡调节的中小微型项目，参照服务特定电源项目管理。也就是说，由省级能源主管部门在科学论证基础上研究提出专项实施方案，明确项目建设时序和成本分摊机制，报国家能源局组织研究后确定实施。

  （四）项目核准。《企业投资项目核准和备案管理条例》是《办法》制定的重要依据。为规范省级政府核准机关行为，根据条例有关法律法规，结合抽水蓄能项目特点，《办法》进一步明确了抽水蓄能项目核准要求：一是项目核准前应开展投资咨询评估，重点评估项目建设必要性、技术经济可行性、生态环境影响等，从严控制成本和造价。二是项目核准时应征求省级价格主管部门意见。特别是对于服务对象为其他省（区、市）或服务范围涉及其他省（区、市）的项目，还应征求相关省份能源、价格主管部门及电网企业意见，并在核准文件中予以明确。三是项目核准后，如果主要核准事项发生明显的变化的，项目单位应及时以书面形式向核准机关提出核准变更申请。对于服务电力系统项目，应严控工程投资增加，在征求省级价格主管部门意见后，履行核准变更程序。

  （五）建设运行规范管理。《办法》结合现行政策和制度，进一步规范抽水蓄能建设和运行管理。一是在建设管理方面，明确项目单位是抽水蓄能项目安全生产和生态环保责任主体，负责履行好抽水蓄能项目全过程质量、安全和生态环保的建设管理责任；明确省级能源主管部门、电网企业和项目单位在电网接入方面的各方责任，确保送出工程与抽水蓄能电站建设进度匹配；明确参照常规水电管理要求，做好项目竣工验收和办理大坝备案注册。二是在运行管理方面，从机组转入商运管理、调度运行管理、调度运行监测、行业发展监测等维度，对省级主管部门、国家能源局派出机构、电网企业以及它电力调度机构等提出要求，有效发挥抽水蓄能电站作用。

  答：为确保《办法》落到实处、见到实效，国家发展改革委、国家能源局将会同有关方面重点做好以下工作：一是做好宣传解读，指导各相关的单位准确理解和把握《办法》出台背景、总体原则和工作要求。二是压实各方责任，督促各有关方面落实《办法》明确的职责分工，统筹衔接、形成合力。三是持续跟踪问效，加强对《办法》落实情况的跟踪监测，鼓励各个地区结合实际完善工作细则，适时开展交流互鉴，推动《办法》落地落实。

  第一条为加强新能源基础设施建设，规范抽水蓄能电站开发建设管理，根据《中华人民共和国能源法》《企业投资项目核准和备案管理条例》等，制定本办法。

  第二条抽水蓄能项目开发建设立足加快规划建设新型能源体系和构建新型电力系统，坚持“生态优先、需求导向、优化布局、有序建设”总体原则，与国土空间规划、能源电力规划、其他相关规划和生态环境分区管控方案等统筹衔接，确保工程质量和安全，促进产业高质量发展。

  第三条国家发展改革委、国家能源局根据全国电力系统发展需要，统筹规划产业高质量发展总量规模，建立完整政策法规和技术标准体系，推动先进的技术推广应用；省级能源主管部门或省级人民政府指定的部门，结合本省（区、市）电力系统发展实际，依照国家下达的总量规模，确定建设项目，加强项目全过程管理。

  第四条抽水蓄能项目大体上分为服务电力系统项目、服务特定电源项目两类。服务电力系统项目是指服务相关省级或区域电网的抽水蓄能项目，根据省级或区域电网系统安全稳定运行和调节需要规划建设。服务特定电源项目是指服务主要流域水风光一体化基地、大型风电光伏基地等特定电源主体的抽水蓄能项目，依据相关特定电源开发需要规划建设。

  第五条省级能源主管部门基于已有抽水蓄能选点成果，会同有关部门及电网企业组织并且开展本省（区、市）抽水蓄能站点资源调查普查工作，选择满足地形地质、水资源、生态环境等条件的站点，初步评估站点上下库成库条件、防渗条件、水头和距高比、地质条件、征地移民条件等。

  第六条省级能源主管部门会同有关部门在站点资源调查基础上，建立省级站点资源库并滚动调整。根据真实的情况，可择优加深开展抽水蓄能站点资源研究工作。对于水电站增建混合式抽水蓄能、依托水利和水电行业各类水库建设抽水蓄能、利用矿井（坑）建设抽水蓄能等站点资源，应科学研究论证，具备相关条件后可纳入省级站点资源库。涉及防洪任务等的站点入库，应符合水行政主任部门有关规定。

  第七条省级能源主管部门会同有关部门和属地政府加强对本省（区、市）资源库内站点的保护。

  第八条国家能源局根据全国电力系统发展需要，组织省级能源主管部门、电网企业、研究机构等开展服务电力系统抽水蓄能需求规模论证研究，结合能源电力与经济社会持续健康发展、新能源与传统能源、系统安全与技术经济确定电力系统调节能力优化布局方案，统筹抽水蓄能与其他调节性资源等因素，确定特定水平年全国及分区域服务电力系统抽水蓄能需求规模，具体明确到省。

  第九条省级能源主管部门依据本省（区、市）服务电力系统抽水蓄能需求规模，统筹系统要、建设成本及电价承担接受的能力、站点条件、电网接入、生态环境等因素，组织项目综合比选，提出本省（区、市）服务电力系统抽水蓄能布局方案，并征求省级价格等相关主管部门和电网企业等单位意见。布局项目不得涉及生态保护红线，应合理避让相关敏感性因素，确保符合自然资源、环保、林草、水利、移民、价格等法规政策和技术规定要求，落实用地、用林、用水、电网接入等外部建设条件。

  第十条国家能源局根据省级能源主管部门提出的布局方案，组织优化衔接，统筹电力供需、区域协调、产业链协同等因素，分年度确定各省（区、市）服务电力系统抽水蓄能总量规模。

  第十一条国家能源局根据全国及各区域各省电力系统发展需要，在需求论证和优化衔接基础上，一般按照 5 年周期制修订全国抽水蓄能发展规划，明确规划周期内全国及分区域分省抽水蓄能发展目标、重点任务和保障措施。

  第十二条抽水蓄能发展规划落实生态优先、绿色发展理念，统筹区域资源环境承载能力，依法编写环境影响篇章或说明，提出水土流失预防和治理的对策和措施。

  第十三条结合全国电力需求变化、新能源发展实际和系统支撑调节能力提升需要，国家能源局适时组织修订全国及分区域分省服务电力系统抽水蓄能总量规模。

  第十四条服务特定电源项目列入国家能源局印发的主要流域水风光一体化基地等规划或批复的大型风电光伏基地等方案后，滚动纳入抽水蓄能发展规划。应满足本办法第九条关于布局项目有关要求，确保符合法规政策和技术标准，落实外部建设条件。

  第十五条省级能源主管部门依据全国抽水蓄能发展规划确定的本省（区、市）服务电力系统抽水蓄能总量规模，会同省级价格主管部门、电网企业等，明确具体项目和建设时序，做好组织实施。

  第十六条省级能源主管部门统筹组织以招标等竞争性方式优选项目投资主体，不得将强制配套产业、投资落地等作为选定投资主体开发建设的前置条件。

  投资主体应按照时序要求积极地推进项目各项工作，对于投资主体退出的项目，省级能源主管部门应统筹组织优选投资主体。

  第十七条对于难以按照原定时序实施的项目，省级能源主管部门应及时从布局方案后序项目中择优补选替代或滚动纳入次年本省（区、市）年度发展规模。对于布局方案后序项目确实不具备条件的，省级能源主管部门可从布局方案外择优补选替代项目，

  替代项目应符合本办法第九条规定。省级能源主管部门应及时将项目调整情况报国家能源局。

  第十八条省级能源主管部门依据国家能源局印发的主要流域水风光一体化基地等规划或批复的大型风电光伏基地等方案，组织相关服务特定电源项目实施。对其他服务特定电源项目，省级能源主管部门可结合地方实际，在科学论证基础上研究提出专项实施方案，明确项目建设时序和成本分摊机制，报国家能源局组织研究后确定实施。支持特定电源开发主体作为配套的服务特定电源项目投资主体。

  第十九条对于服务国家重大战略的项目，国家能源局可结合实际要安排实施。对于探索新技术、新业态、新模式，与分布式发电结合、接入电压等级 110 千伏及以下配电网、在配电网系统平衡调节的中小微型项目，参照服务特定电源项目管理。

  第二十条抽水蓄能项目应先评估、后核准，核准机关应委托具有相应能力的工程咨询单位对项目申请报告独立开展咨询评估，重点评估项目建设必要性、技术经济可行性、生态环境影响、水资源、移民安置、社会稳定风险和电网接入条件等，从严控制成本和造价。

  第二十一条核准机关应依据发展规划，结合咨询评估意见开展项目核准，不得以委托、授权等方式将项目核准权限交由下级机关核准。核准时应明确项目单位、项目类型、装机容量、投资规模等，并征求省级价格主管部门意见。项目核准文件应抄送国家能源局。

  对于服务对象为其他省（区、市）或服务范围涉及其他省（区、市）的项目，应征求相关省（区、市）能源、价格主管部门及电网企业意见，并在核准文件中予以明确。

  第二十二条项目核准后，服务对象、服务范围、装机容量等主要核准事项发生明显的变化的，项目单位应及时以书面形式向核准机关提出核准变更申请。对于服务电力系统项目，应严控工程投资增加，在征求省级价格主管部门意见后，履行核准变更程序。

  第二十三条项目单位是抽水蓄能项目安全生产、生态环保责任主体，负责履行好抽水蓄能项目全过程质量、安全和生态环保的建设管理责任，并依照国家有关规定办理工程质量监督手续。勘察、设计、施工、监理单位等参建单位依法承担工程相关质量、安全和生态环保责任。

  第二十四条省级能源主管部门应做好抽水蓄能电站与电网网架规划布局的有效衔接，根据电力发展规划、抽水蓄能电站建设进度、电力系统设计工作周期，提出送出工程纳规需求。电网企业应按有关法律法规履行接网服务程序。项目单位与电网企业应衔接好网源建设进度，确保送出工程与抽水蓄能电站建设进度相匹配。

  第二十五条按照《水电工程验收管理办法》要求，在完成阶段验收和专项验收的基础上，省级能源主管部门会同相关部门及时组织抽水蓄能项目竣工验收。项目单位应按照《水电站大坝运行安全监督管理规定》要求，及时办理大坝登记备案和注册登记。

  第二十六条省级能源主管部门、国家能源局派出机构等根据职责分工督促项目单位抓好生产准备工作，指导电网企业及其电力调度机构规范抽水蓄能机组试运行考核和转入商业运营管理，确保具备条件的机组及时投入商业运营。

  第二十七条省级电力运行主管部门指导电网企业及其电力调度机构规范做好抽水蓄能电站调度运行管理。电网企业及其电力调度机构和抽水蓄能电站应在并网前根据平等互利、协商一致原则签订并网调度协议并严格执行。电力调度机构组织电站运行管理单位制定电站运行调度规程，明确调度运行管理要求等，并严格按照规程进行调度运行。涉及防洪调度、水量统一调度的从其规定。

  第二十八条电网企业及其电力调度机构建立健全抽水蓄能调度运行监测工作机制，按年度形成调度运行报告，相关抽水蓄能电站配合完善技术支持系统。

  第二十九条鼓励抽水蓄能行业组织和研究机构建立健全监测体系和指标体系，适时发布监测报告和产业发展报告。

  第三十条投资主体应确保项目勘测设计质量，不得人为压缩合理勘测设计周期和压减正常设计程序。省级能源主管部门应监督投资主体严格按照国家法律法规及有关技术规程规范要求，开展项目前期工作，压实投资主体责任。

  第三十一条项目单位应按照法律法规和相关规定要求，办理项目环评、水土保持方案、水资源论证及取水许可、用地审批、洪水影响评价类审批等手续。未取得必要许可文件依法不得开工建设。核准机关应配合相关部门加强对项目单位办理开工前相关手续的监督和指导。

  第三十二条国家能源局负责全国抽水蓄能电站安全生产监督管理。国家能源局派出机构、大坝安全监察中心依职责做好相关工作。地方各级政府能源主管部门依照法律法规和有关法律法规，对本行政区域内的抽水蓄能电站安全生产履行地方管理责任。

  第三十三条国家能源局派出机构加强抽水蓄能电站调度运行监管，会同省级电力运行主管部门制定电站并网运行考核办法，明确调度运行考核指标、标准及相关措施和要求，做好调度运行信息公开披露工作。